东巴格达油田盐膏层安全快速钻完井技术*

刘春来 杨永祥 赵晓竹 崔登云

（1.大庆钻探工程公司钻井工程技术研究院；2.大庆钻探工程公司国际事业部）

东巴格达油田地处伊拉克国家巴格达省东部，位于维典-美索不达米亚盆地，已有老井90余口。该油田地质情况复杂，由上至下发育为泥岩、盐岩和石膏岩、白云岩、石灰岩，孔隙度高，渗透率低，层间多种岩性互层，Lower Fars组发育了大段的盐膏层。盐膏层钻井具有卡钻风险大、作业周期长，固井质量差等问题[1]。EBD-A-2井钻井过程中发生严重的卡钻事故，处理卡钻事故损失钻井时间1.79 d，后期每次起下钻均有刮卡和遇阻现象，耗时长，严重影响钻井时效；EBD-A-3井发生卡钻事故，解卡失败后进行填井侧钻，损失时间19.31 d，造成巨大经济损失。对前8口井的钻井时效进行统计，盐膏层起下钻耗时明显多于正常起下钻，起钻复杂率高达64%。另外，该地层破裂压力系数较低，固井作业时容易发生井漏，限制了大排量顶替，固井质量不易保证。当油井进入开发中后期，盐膏层在上覆岩层压力作用下不断发生蠕变，对套管柱的挤压应力逐渐增大，当挤压应力高于套管柱本体的抗外挤能力后，套管柱发生挤压破坏[2-3]。

1 技术难点

1.1 钻井难点

Lower Fars组盐膏层的底界深度约1 400 m，厚度约420 m，岩性以泥岩、盐岩和石膏岩为主，欠均质发育，破裂压力低。盐膏层具有蠕变特性[4-6]，因此东巴格达油田钻井施工中Lower Fars组普遍发生卡钻的问题，卡钻处理困难，严重影响钻井时效，甚至会导致井眼报废的可能。

1.2 固井难点

东巴格达油田Lower Fars组固井存在主要难点有：

1）地层破裂压力低，校正破裂压力仅为1.65～1.75 g/cm3，不能满足全井段使用常规密度水泥浆固井。

2）盐膏层的主要成分为硫酸钙，硫酸钙溶解后导致钻井液中钙离子浓度增加，水泥浆容易被高钙离子浓度钻井液污染，流动性变差，稠化时间缩短，固井施工风险高。

3）盐膏层缩径造成环空间隙变窄，井壁欠规则，只能采取低排量顶替，严重影响了固井质量。

2 技术研究

应对盐膏层钻井问题，通过对国内外相关技术调研，针对东巴格达油田地质特点开展技术研究，包括钻井液技术、工程措施研究、固井技术以及套管结构设计优化。提高钻井液密度来抑制地层蠕变[7]，同时配合加密划眼的技术措施，达到降低卡钻风险的目的；针对固井环空间隙窄、固井作业压力高和顶替排量低的问题，采用双密度自膨胀水泥浆体系来降低施工压力，提高固井质量；运用蠕变地层套管评价方法对套管柱结构强度进行校核，选择钢级较高的厚壁套管来增加抗挤能力[8]，延长油井生产寿命。

2.1 盐膏层安全钻井技术

2.1.1 高密度低失水强封堵抑制欠饱和盐水钻井液体系的应用

盐水钻井液体系具有较强的抗盐侵、抗钙侵的特性，并对泥岩中黏土矿物具有较强的水化抑制作用。针对夹生泥岩的盐膏层，钻井时既要考虑盐溶、地层蠕变的问题，又要兼顾泥岩井壁稳定。在国内，应用欠饱和盐水钻井液缓解盐膏层缩径是常用手段，其原理是利用欠饱和盐水钻井液对井壁的消溶作用。由于盐膏层具有吸水软化特性，在上覆岩层压力作用下产生径向蠕变，这也是盐膏层蠕变的根本原因，因此，一方面降低钻井液滤失量，另一方面利用磺化材料增强钻井液的封堵性能，防止石膏与自由水发生作用，能够明显延缓地层蠕变速率，同时提高钻井液密度以平衡上覆岩层压力，钻井液静液柱压力越高，井筒所受径向合力越小，抑制地层蠕变效果越好。采用高密度低失水欠饱和盐水钻井液体系后，通过调整“三磺”材料加量使钻井液的抑制性和封堵性明显增强，控制失水小于4 mL，并将钻井液密度由1.20 g/cm3提高到1.40 g/cm3后，明显缓解了岩膏层缩径的问题，起下钻通畅，不再发生卡钻事故。钻井液综合性能见表1。

表1 钻井液综合性能Tab.1 Comprehensive performance of drilling fluid

2.1.2 双向划眼器稳定器钻具组合优化

盐膏层起钻或者倒划眼作业时，最容易发生钻头或螺旋扶正器楔卡在小井眼处，一旦发生卡钻，处理起来难度极大，损失时间长，甚至会导致井眼报废，造成巨大经济损失。井径测井试验显示，东巴格达油田膏盐地层新井眼钻开22 h后，平均井径由ϕ339.15 mm减小至ϕ311.31 mm，最小井径仅ϕ309.81 mm。针对钻头和稳定器倒划眼效果差、卡钻风险高的问题，采用了PDC划眼稳定器代替常规的螺旋扶正器，划眼稳定器示意图见图1。划眼稳定器设计了加长的螺旋肋，螺旋肋的表面镶嵌硬质合金柱，并在其两端镶嵌了金刚石复合片，不但加强了井壁修整能力，同时还可实现双向划眼，起钻遇阻时通过倒划眼破除小井眼，保证起钻安全。采用双向划眼稳定器钻具组合，并优化其安放位置，在新地层发生蠕变后及时将其破除，划眼频次增加近一倍。

图1 划眼稳定器示意图Fig.1 Schematic diagram of reaming stabilizer

双向划眼稳定器钻具组合如下：ϕ311.2 mm钻头+ϕ203 mm浮阀（承托环）+ϕ203 mm无磁钻铤×1+ϕ203 mm钻铤×1根+ϕ305 mm稳定器+ϕ203 mm钻铤×7根+ϕ308 mm划眼稳定器+ϕ177.8 mm钻铤×4根+ϕ159 mm震击器+ϕ177.8 mm钻铤×1根+ϕ127 mm加重钻杆×15根+ϕ127 mm钻杆。

2.1.3 划眼措施优化

东巴格达油田开发初期，由于地质资料尚不明确，单趟钻进尺多，短起划眼间隔长，导致卡钻事故多发。国内钻井实践证明，盐膏层钻井时切忌一味追求单趟钻进尺，应以井下安全为主，增加主动划眼和短起下钻频率，利用钻头正向破岩优势彻底、高效修整小井眼。为了解决短起划眼与钻井时效的矛盾，对东巴格达油田盐膏层进行井径测井试验和卡钻复杂情况统计，试验及统计结果表明，盐膏层钻井安全临界时间窗口约22 h。当钻入盐膏层后，密切观察钻压、扭矩变化情况，增加主动短起划眼频率，及时破除小井眼。短起划眼措施优化效果见表2。

表2 短起划眼措施优化效果Tab.2 Optimization effect of short trip and reaming

实践证明，在应用双向划眼稳定器钻具组合，并对划眼频次、井段进行优化后，划眼效率得到明显提高，彻底排除了卡钻风险，阶段钻井周期缩短4.21 d。

2.2 盐膏层固井技术

该油田老井套管柱结构设计时，对钻进和固井工况下的套管强度进行校核，但未考虑地层蠕变后加载的上覆岩层压力。盐膏层完井套管推荐使用高强度厚壁套管或双层复合套管来抵抗地层蠕变所带来的外挤应力[9]。采用厚壁套管一方面限制了钻头和套管之间的配合间隙，另一方面增加了油田的开发成本。

2.2.1 套管评价方法及优选做法

参考相关标准，进行套管柱强度校核时，在全掏空条件下，以上覆岩层压力作为套管柱的外挤应力载荷，计算套管柱的抗外挤安全系数[10]。

套管柱屈服挤毁强度计算公式为：

式中：Yp为管体屈服强度，MPa；Dc为套管外径，mm；δ为管体壁厚，mm。

塑性蠕变地层生产套管有效外压力计算公式为：

式中：v为岩石泊松比系数，取值0.3～0.5；Gv为上覆岩层压力梯度，MPa/m；km为掏空系数，取值0～1；ρw为 完 井 液 密 度，g/cm3；h计 算 点 深度，m。

公式（2）与公式（1）的比值即为蠕变地层套管柱抗外挤安全系数。

采用上述评价方法对各型号套管进行校核，评价并优选出ϕ244.5 mm壁厚11.99 mm、钢级L80的套管，计算外挤应力和三轴应力后，进而得出破坏安全系数分别为1.58和1.70，已经远高于安全标准值[10]，能够满足东巴格达油田Lower Fars组盐膏层完井套管安全需求。套管安全系数校核见表3。

表3 套管安全系数校核Tab.3 Casing safety factor verification

2.2.2 安全优质固井技术措施

下套管前通井钻具组合采用牙轮钻头加近钻头螺旋扶正器的组合形式，对井壁进行彻底的修整，钻具组合为：ϕ311.2 mm牙轮钻头+ϕ203 mm浮阀+ϕ305 mm螺旋扶正器+ϕ203 mm钻铤×3根+ϕ177.8 mm钻铤×3根+ϕ127 mm加重钻杆×8根+ϕ159 mm震 击 器+ϕ127 mm加 重 钻 杆×7根+ϕ127 mm钻杆。

测井结果显示，采用牙轮钻头加近钻头螺旋扶正器钻具组合的通井效果明显好于原钻具组合（PDC钻头+单钟摆），对比情况见表4。

表4 两种钻具组合通井效果对比情况Tab.4 Effect contrast of two drilling tool assembly through-well

下套管时，采用整体式弹性扶正器，并根据井径测井结果优化扶正器安放位置及数量，小井眼井段每根套管安放1只扶正器，改善窄间隙井段套管居中度，其它井段每3根套管安放1只扶正器，经专业软件模拟套管整体居中度达到75%以上。在下入套管后，充分循环钻井液，提高钻井液密度至1.45 g/cm3，并调节钻井液黏度不高于45 s，动切力5～10 Pa；使用自膨胀双密度水泥浆体系，密度1.90 g/cm3的尾浆返至套管鞋以上200 m，密度1.50 g/cm3的首浆返至地面，采用憋压候凝并附加1.0 MPa后，计算环空当量水泥浆密度1.64 g/cm3；应用预应力固井技术，替浆时首先替入45.8 m3清水，随后再替入18.2 m3钻井液，套管在内外压差作用下发生微缩变形。在水泥浆凝固失重过程中，套管管体在内应力作用下膨胀，达到防止一界面产生微间隙的目的。

3 现场应用

作为东巴格油田第二轮施工的第四口井，EBD-B-4是1口定向井，设计井身结构如表5。

表5 EBD-B-4井井身结构Tab.5 Wellbore structure of EBD-B-4 well

该井二开钻进时应用了低失水强封堵抑制的欠饱和盐水钻井液体系，进入盐膏层前密度1.25～1.30 g/cm3，进入盐膏层后将密度提高至1.40 g/cm3，调节黏度50～70 s，同时采用双向划眼稳定器钻具组合加强主动划眼。二开阶段钻井施工比较顺利，钻井周期5.36 d，起钻过程中没有发生任何阻卡的现象。

下套管前应用牙轮钻头和近钻头螺旋稳定器进行通井，重点在盐膏层井段反复划2遍，后期套管顺利下至井底，没有任何遇阻显示。采用自膨胀双密度水泥浆体系，1 500～1 700 m采用1.90 g/cm3密度的水泥浆，0～1 500 m采用1.50 g/cm3密度的水泥浆，最后憋压候凝48 h。经后期声幅测井评价结果显示，固井合格率达91.4%。

4 经济效益分析

1）直接经济效益。东巴格达油田业主计划投产150口井，目前已有40口井投产，其中，32口井应用了盐膏层针对性技术措施。钻井承包商钻机日费35万元/d，平均单井钻井周期缩短4.32 d，共缩短钻井周期138.24 d，节约钻井成本约4838万元。

2）间接效益。EBD-A-3井处理卡钻事故，以及后期侧钻、定向服务，造成经济损失900余万元。减少钻井事故，保证钻井安全，是油田开发隐形经济效益。推广应用盐膏层钻井技术，降低钻井复杂率，避免恶性事故造成巨大经济损失。

5 结论

1）采用高密度低失水强封堵抑制欠饱和盐水钻井液体系，配合双向划眼稳定器钻具组合、主动划眼等工程措施，能够明显降低盐膏层蠕变速率，是解决盐膏层卡钻问题的有效技术手段，并为套管安全下入、固井质量提高创造良好的井筒条件。

2）针对Lower Fars组同类易漏盐膏层，应用预应力固井技术，采用双密度固井水泥浆体系，合理设计首尾浆返高，能够有效防止固井井漏和一界面微间隙的产生，固井质量明显提高。

3）研究并完善东巴格达油田盐膏层钻井技术，对保证钻井安全、缩短钻井周期和提高固井质量具有重要意义，有利于节约油田开发成本，延长油井生产寿命，具有良好的经济效益和社会效益。